'

Государственное регулирование тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (RAB)

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

Государственное регулирование тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (RAB) Сасим Сергей Вячеславович Г. Великий Новгород Апрель 2010г.


Слайд 1

Нормативная база RAB-регулирования 2 НМА, действующие в настоящее время: Основы ценообразования (Постановление Правительства РФ №109 от 26.02.2004) Порядок согласования перехода на регулирование методом RAB (Приказ ФСТ России от 23 сентября 2008 г. N 192-э/4) Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (Приказ ФСТ России №231-э от 26.06.08), в т.ч.: Правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения из учета Правила расчета нормы доходности инвестированного капитала Утвержденная норма доходности на капитал (Приказ ФСТ России от 15 августа 2008 г. N 152-э/15) НМА, планируемые к разработке: Планируется внесение изменений в Методические указания Методические указания по расчету надежности и качества производимых (реализуемых) товаров (услуг) (проект опубликован на сайте Минэнерго) Методические указания по расчету и применению понижающих (повышающих) коэффициентов, обеспечивающих соответствие НВВ регулируемых организаций уровню надежности и качества реализуемых товаров (услуг)


Слайд 2

3 Введение обязательного долгосрочного регулирования (в том числе с применением метода RAB) Переход МРСК не позднее 1 января 2011 года Переход всех РСК не позднее 1 января 2012 года Метод RAB Федеральный закон № 261-ФЗ от 23.11.2009 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности», распоряжение Правительства РФ № 30-р Метод индексации


Слайд 3

Регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением долгосрочных параметров регулирования (в том числе с применением метода RAB) c 01.01.2009г. c 01.01.2010г. c 01.07.2010г. c 01.01.2011г. Регионы, в которых не функционирует ОАО «Холдинг МРСК»


Слайд 4

Регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением долгосрочных параметров регулирования (в том числе с применением метода RAB)


Слайд 5

c 01.01.2009г. c 01.01.2010г. c 01.07.2010г. c 01.01.2011г. Регионы, в которых не функционирует ОАО «Холдинг МРСК» Регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением долгосрочных параметров регулирования (в том числе с применением метода RAB)


Слайд 6

c 01.01.2009г. c 01.01.2010г. c 01.07.2010г. c 01.01.2011г. Регионы, в которых не функционирует ОАО «Холдинг МРСК» Регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением долгосрочных параметров регулирования (в том числе с применением метода RAB)


Слайд 7

c 01.01.2009г. c 01.01.2010г. c 01.07.2010г. c 01.01.2011г. с 01.01.2012 Регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением долгосрочных параметров регулирования (в том числе с применением метода RAB)


Слайд 8

Необходимые условия для внедрения RAB. Порядок перехода RAB. Полномочия органов власти 9 РРО ФСТ Заявление о переходе к регулированию данной организации на метод RAB Согласование долгосрочных параметров регулирования утверждение долгосрочных предельных уровней тарифов на услуги по передаче Регулируемая организация Разработка инвестиционной программы на долгосрочный период Уполномоченный орган Правительства региона Согласование инвестиционной программы Проведение оценки основных средств Заявление по установлению тарифов методом RAB с 2011 гг. Установление тарифов до 15 мая до 1 мая 10 дней – принятие заявления или его возврат 45 дней - рассмотрение


Слайд 9

10 Согласование инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (ПП 977) Инвестиционная программа субъекта электроэнергетики Министерство энергетики РФ, МЭР России, Минфин России, Минпромторг России, ФАС России, ФСТ России, ГК «Росатом» Органы исполнительной власти субъекта РФ До 15 марта года, предшествующего периоду реализации инвестпрограммы Cтроительство объекта генерации установленной мощностью 50 МВт и более Cтроительство (реконструкция, модернизация, тех.перевооружение) сетей напряжением 220кВ и выше Строительство объектов ЕНЭС Финансирование из бюджета РФ Доля субъекта РФ в уставном капитале составляет 50% и более Строительство ЛЭП напряжением ниже220кВ Финансирование из бюджета субъекта РФ Системный оператор Утверждение инвестпрограммы до 15 августа года, предшествующего году реализации инвестиционных проектов ЛЭП > 110кВ


Слайд 10

11 Проблема «последней мили»


Слайд 11

12 Метод доходности инвестированного капитала (достоинства и сложности) Сложности метода RAB Необходимость разработки и согласования в установленном порядке долгосрочной инвестиционной программы Необходимость проведения независимой оценки активов Необходимость ведения учета инвестированного капитала Неустановление регулирующим органом долгосрочных параметров регулирования


Слайд 12

13 Внесение изменений в Основы ценообразования Повышение ответственности РСК за исполнение инвестпрограмм Возможность переходить на метод RAB в течение текущего года Возможность применения пятилетнего долгосрочного периода с начала регулирования методом RAB, а также «3+2» Ограничение величины сглаживания 5% от НВВ Внесение дополнений в Методические указания по индексации Исполнение Федерального закона «Об энергоэффективности…» в части перехода всех сетей на долгосрочное тарифообразование Наличие сетевых организаций, владеющих имуществом исключительно на правах аренды Отсутствие по ряду регионов программ перспективного развития Несоответствие инвесткапитала компаний оптимальной структуре инвестированного капитала Изменение нормативной правовой базы ценообразования на услуги по передаче электрической энергии


Слайд 13

14 Методология долгосрочного тарифного регулирования (без применения метода RAB) ОРЕХ Расходы из прибыли на инвестиции Налоги Амортизация i Выигрыш потребителя Фактор повышения операционных расходов (с учетом изменения инфляции, изменения состава активов и Х-фактора) i+1 Услуги регулируемых организаций Выпадающие расходы Прочие (остальные) расходы ОРЕХ Расходы из прибыли на инвестиции Налоги Амортизация Услуги регулируемых организаций Выпадающие расходы Прочие (остальные) расходы Зависимость тарифа от показателей качества и надежности Рост тарифа при методе индексации без применения ДПР


Слайд 14

15 Методология долгосрочного тарифного регулирования (без применения метода RAB) Удельная стоимость операционных расходов регулируемой организации Удельная величина амортизационных отчислений Удельная величина расходов, связанных с осуществлением инвестиционной программы Удельная величина налоговых отчислений Удельная величина расходов , связанных с оплатой услуг организаций, осуществляющих регулируемую деятельность Удельная величина выпадающих расходов Удельная величина прочих расходов Коэффициент, приводящий уровень регулируемого тарифа в соответствие установленному уровню качества и надежности Фактор повышения эффективности операционных расходов Удельная величина расходов определяется следующим образом


Слайд 15

16 Особенности определения Х-фактора


Слайд 16

17 Индивидуальный Х-фактор определяется на основе сравнения величины операционных расходов каждой сетевой организации с «эталонным» уровнем расходов Для определения «эталонной» величины операционных расходов определяются объективные факторы, влияющие на размер ОРЕХ Определение «эталонной» величины ОРЕХ производится путем проведения корреляционного анализа для выявления зависимости ОРЕХ сетевых компаний от выявленных факторов х1, х2, …,хn – объективные факторы, влияющие на величину операционных расходов компании a1, a2, …,an – усредненные коэффициенты, отражающие зависимость OPEX от данных факторов, определяемые методами корелляционного анализа (метод наименьших квадратов, стохастическая кривая и т.д.) b - свободный член уравнения регрессии, позволяющего сформировать оптимальный уровень операционных расходов сетевой компании. Х1,– Соотношение средней и максимальной нагрузки Х2 - Количество точек учета Х3 - Плотность нагрузки Х4 - Количество условных единиц Х5 - Количество подстанций (с учетом структуры по уровням напряжения) Х6 – Протяженность ВЛЭП и КЛЭП и их структура по уровням напряжения Х3 - Средний уровень оплаты труда в регионе Х9,– Региональные коэффициенты удорожания Особенности определения Х-фактора


Слайд 17

Проблема отмены ПТП с 1 января 2011 года 18 НВВ в части услуг по передаче электроэнергии НВВ в части услуг по технологическому присоединению до 2011 Т пер ПТП после 2011 НВВ в части услуг по передаче электроэнергии НВВ в части услуг по технологическому присоединению Итого НВВ в части оплаты услуг по передаче э/э В соответствии с Федеральным законом об электроэнергетике НВВ в части услуг по технологическому присоединению НВВ в части услуг по передаче электроэнергии В случае если инвестпрограмма утверждена после 01.01.2011г. В случае если инвестпрограмма утверждена до 01.01.2011г. Т пер ПТП


×

HTML:





Ссылка: